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2026年7月6日，国家发改委、国家能源局联合发布《可再生能源发展“十五五”规划》（发改能源〔2026〕1067号）（以下简称“‘十五五’可再生能源规划”）。该规划依据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》与《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称“‘十五五’能源规划”）编制，定位清晰。本文对比研究“十五五”可再生能源规划、“十四五”可再生能源规划及“十五五”能源规划，梳理其中核心亮点、政策传承与创新，并对其新能源与环境协同发展中的几个热点问题进行分析，以期对企业科学编制“十五五”能源电力转型方案及改进新能源领域的投资与运营策略起到积极参考作用。
“十五五”可再生能源规划的新突破
总体来看，“十五五”可再生能源规划是支撑新型能源体系建设的专项系统性方案，但不属于规划的顶层统筹；《新型能源体系建设“十五五”规划》承担顶层统筹职能，二者构成总体规划与专项规划协同配合关系。可再生能源规划主线为“扩量提质、可靠替代”，推动可再生能源由电量增量主力，转型为具备顶峰支撑能力的系统主体电源。具体亮点概括如下：
首次设立独立的可靠替代目标指标板块。规划单列可靠替代相关目标，涵盖风电光伏平均置信出力、晚高峰风光电量占比、新增可再生能源可靠顶峰能力。突破以往仅考核装机、发电量的传统模式，构建“有效容量+发电量”双重评价体系。
明确两项约束性核心指标。设定2030年可再生能源消费总量18亿吨标准煤、风电和太阳能发电总装机≥28亿千瓦且装机占比超50%两项约束性指标，以刚性政策推动风光成为我国电力第一大装机电源。
构建多元协同空间布局框架。形成“集中式陆上新能源+分布式新能源+海上新能源+可再生能源非电利用”多维布局。“三北”沙戈荒基地“十五五”新增规模≥3.7亿千瓦；海上风电加快建设，2030年累计装机突破1亿千瓦；分布式新能源有序扩容；同步拓展可再生能源供热、制氢等非电应用场景。
制度化推进系统友好型新能源电站建设。明确新建集中式风光电站置信出力原则不低于10%，提升调频、调压、惯量支撑能力，从源头优化新能源出力特性。
正式纳入负荷侧资源聚合业态。鼓励虚拟电厂、负荷聚合商等资源聚合模式发展，支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微网、零碳工厂、零碳园区建设，为分布式能源资源（DER）聚合参与电力市场提供顶层政策支撑。
推动多能一体化开发模式标准化落地。明确风光一体化、风光+光热、风光+生物质三类一体化开发模式；持续推进水风光一体化基地建设；开展沙戈荒100%绿电外送基地试点，依托大型新能源基地资源条件，统筹配套储能、光热等调节资源，保障送出通道电力时序平衡，通道电力原则上全部由基地可再生能源供给，因地制宜配套光伏治沙、生态修复等综合任务。
可再生能源非电利用上升为独立战略板块。设置量化目标：2030年可再生能源非电利用规模较2025年增长1.5倍，重点发展可再生能源制氢、生物质清洁供热、地热利用。
“十四五”试点政策 在“十五五”常态化推广
多项政策在“十四五”规划中仅作为示范、试点、探索方向，纳入十五五可再生能源规划后转为常态化任务、面向全国推广，形成规范化政策工具：
——源网荷储一体化项目：由示范项目转为常态化推广模式，作为新能源就地消纳主流路径。
——绿电直供/绿电直连、零碳园区、零碳工厂：由园区试点，转向面向高耗能产业、数据中心规模化推广。
——大型风光基地配套储能：从试点配套要求，融入系统友好型风光电站制度，实现调节资源制度化配置。
——水风光一体化基地开发：由西南局部试点，升级为水电开发标准模式全面部署。
——分布式光伏复合利用（农光、渔光、牧光）：由示范项目转向完善标准规范、扩大适用落地范围。
——可再生能源电力消纳责任权重制度：从落地实施转向持续优化考核机制，衔接新能源消纳综合评价体系。
——光热发电与风光互补项目：由小规模示范，设定装机预期目标（力争1500万千瓦），作为长时调节资源统筹布局。
——需求响应机制：由试点探索，转向与虚拟电厂、负荷聚合协同统筹推进。
“十五五”新增试点与全新政策创新探索
多项举措在“十四五”未系统性部署，在“十五五”规划中推出试点安排：包括风电光伏置信出力、晚高峰风光占比、可靠顶峰能力全新评价机制；风光+生物质一体化协同开发新模式；深远海风电、海上光伏、海洋牧场融合开发试点；沙戈荒100%绿电外送基地、光伏治沙综合试点；面向算力基础设施（东数西算、数据中心）定向绿电配套机制；可再生能源可靠顶峰负荷替代评估机制；跨区域风光资源互补、省间新能源互济常态化机制；海上能源岛综合开发新模式试点等。下表为可再生能源发展“十五五”规划要素的比较表，从中可以看出创新特征及效果预计。
可再生能源发展“十五五”规划要素比较表
规划中体现的与可再生能源发展 相协同的几个要点
“可靠替代”。规划首次构建可靠替代目标体系，引入风电光伏置信出力、晚高峰风光电量占比、新增可再生能源可靠顶峰能力指标，实现“电量减排+有效容量”替代双重考核。
在转型过程中坚持“先立后破”原则的要义是，传统能源的逐步退出要建立在安全可靠替代基础上。“十四五”期间，新能源政策重点关注装机规模、年度时间尺度的发电量，本质上是属于单一电量维度考核。风光发电量持续增长，但用电高峰出力不足，难以实质性可靠替代顶峰化石能源机组，形成结构性矛盾，即，账面减排成效可观，但顶峰保供仍高度依赖煤电。
“十五五”规划的在可靠替代方面的导向体现在以下三个方面：
一是推动转型由单纯“电量替代”转向有效顶峰替代。碳达峰碳中和背景下煤电逐步退出是长期趋势，但必须坚守“先立后破”、保障电力安全。单纯依靠风光装机扩张、忽视有效出力，难以支撑煤电有序退出。新指标体系倒逼风光配套调节资源、提升晚高峰供电能力，减少迎峰期高碳煤电顶峰发电，直接削减高峰碳排放，破解风光装机持续增长、顶峰火电压降缓慢的转型堵点。
二是可再生能源可靠替代有序推进，形成量化评估标尺，科学确定新能源可支撑的化石能源退出规模，在守住能源安全底线前提下稳步控制煤炭消费，筑牢2030年非化石能源消费比重目标基础，防范碳达峰路径出现波动。
三是规划设定2030年可再生能源消费总量18亿吨标煤、风光装机≥28亿千瓦约束指标，依托可靠替代机制提升新能源消纳空间与系统接纳能力，促进绿电稳定利用，保障非化石能源比重稳步提升，为全国如期实现碳达峰提供刚性支撑。
生态保护。规划通过开发模式创新、空间布局统筹、机制协同，推进可再生能源开发与生态保护的协同
第一，依托光伏治沙、海上融合开发、开发全过程生态管控推进生态修复。规划明确科学有序推进光伏治沙，是能源开发与荒漠化协同治理模式，不等同于简单在沙地布局光伏项目。规划鼓励海上风电与海上光伏、海洋牧场、海洋油气、海底算力融合开发，集约节约利用海域空间。共享海缆、海上升压站、通航廊道，减少分散建设对海洋水文、底栖生物的扰动；风电桩基可培育人工鱼礁，赋能海洋牧场发展。
第二，空间布局统筹协同。统筹布局三北沙戈荒基地、西南水风光一体化基地、沿海海上新能源、中东南部分布式新能源，兼顾集中式与分布式、陆上与海上、发电利用与非电利用。
第三，“软硬”机制协同推进。一方面推进风光基地、储能、电网等硬件基础设施建设；另一方面深化电力市场、绿证绿电、分布式资源市场化机制，实现绿电开发、消纳及环境价值实现的完整链条。
完善机制。进一步完善刚性约束与自愿引导、标准支撑相协同的机制。
一是刚性约束与自愿引导并重。持续优化可再生能源电力消纳责任权重机制，设立可再生能源消费最低比重目标，压实地方政府、重点用能企业刚性消纳责任；同时拓宽市场化自愿采购场景。
二是拓宽绿电消费场景、创新交易模式。支持跨省跨区绿电交易，推动分布式新能源就近聚合参与交易；支撑绿电直连、源网荷储一体化、虚拟电厂、分布式资源聚合参与绿电交易；面向数据中心、高耗能产业、零碳园区推广长期绿电采购。助力国内产业链实现“以绿造绿”，新能源装备、有色、化工等高耗能产业规模化使用绿电，构建全产业链低碳竞争优势。
三是推动可再生能源技术标准、管理规范国际化，促进国内外标准协同，推进认证结果国际互认。坚持“引进来”与“走出去”并举，助力出口企业应对海外供应链低碳审核，缓解国内绿电不被海外认可的贸易壁垒问题。
贯彻执行可再生能源发展 “十五五”规划的建议
坚持系统观念，促进目标协同、部门协同和措施协同
现实中，各主管部门普遍期望同步实现各自管理领域的目标，这就容量造成对一个行业或企业面临“既要、又要、还要、更要”的多重目标挑战。而受限于物理规律或现实条件，这些要求很难全部达成。应当遵循统筹兼顾、综合优化、部门协同原则，在管理上摒弃各管一段、互相比严、以严为佳的片面治理思维。
协同推进的核心要义是增效，追求实现1+1＞2的效果，绝不能为了“协同”而机械叠加任务，否则极易出现协同降效。减污降碳并不是在每一个行业、企业或者不同发展阶段都具备增效结果，往往会产生“减污增碳”的反向结果。如对燃煤机组同步要求降低供电煤耗、降低碳排强度、极大提升运行灵活性……实则难以做到，还可能造成机组寿命受损、改造投资难以回收、运营亏损等问题。因此，评价协同举措不能只看形式上是协同，核心是要从投入产出效益比看是否合算。要准确把握规划中因地制宜、试点先行、探索推进等弹性表述的内涵。
需要重点防范五类突出问题：
一是项目开发节奏失衡风险。部分地区片面追求装机规模，忽视生态承载能力与消纳条件；陆上风光项目侵占生态敏感区域、海上风电存在无序用海现象，土地、水资源等要素约束持续凸显。
二是产业链结构性矛盾凸显。新能源制造领域阶段性产能过剩、同质化竞争突出；锂、镍、稀土等关键矿产资源供给存在约束；风电光伏装备回收、固废资源化利用体系建设滞后，催生新的环境压力。
三是转型成本分摊机制有待完善。新能源配套储能、电网升级改造投资持续增加，转型成本疏导渠道尚不顺畅，低碳发展收益分配、成本分担机制仍需进一步评估优化。
四是减碳实效存在结构性短板。部分地区简单以装机规模衡量发展成效，忽视有效容量建设；弃风弃光问题造成资源浪费，带来投资沉淀、实际减排效益缩水；一些项目重开发建设、轻后期运维与生态修复。
五是治理标准走向“越严越好”误区。要警惕部分地区在未充分核实监测能力、成熟技术方案，未论证投入成本与环境收益前提下，仓促推进燃煤电厂超超低排放改造；杜绝对煤电项目简单“一刀切”叠加多重改造要求，避免无效投入抬高全社会用能成本、挤占新能源发展资金，制约可持续减碳。
促进协同发展的建议
一是严守资源环境承载力底线，分类优化新能源布局。严格落实生态保护红线管控；沙戈荒大基地同步配套治沙、节水方案；海上风电开发衔接海洋功能区划；建立新能源项目生态影响全过程监测与评估机制。
二是引导产业链高质量有序发展。完善行业准入规则，抑制低端产能盲目扩张；持续攻关关键矿产替代、退役装备循环利用技术；推动产业链“以绿造绿”，鼓励新能源制造环节优先使用绿电。
三是科学制定能耗、排放管控标准，建立前置综合评估机制。政府部门出台管控要求前全面论证技术可行性、监测支撑条件与投入产出效益，区分强制性底线标准与引导性改造方向，严防层层加码，优先推广经济性优良、技术成熟、可监测可核查的治理方案。
四是强化跨部门统筹协同。各相关部门统一转型目标尺度，改变单一指标考核方式，综合碳排放水平、能源安全、产业链稳定、民生用能保障开展多维评价；宏观降碳约束与碳配额的分配方式，要充分考虑到煤电功能转变，如，要与机组的灵活性调节能力相适应。
五是统筹传统能源清洁升级与新能源规模化开发。科学把握新旧能源迭代节奏，系统谋划存量优化与增量布局协同推进。有序优化存量煤电灵活性改造、节能降碳改造时序安排，坚持效益导向精准配置资金资源，将有限投入倾斜至调峰能力强、减排成效显著、综合经济性最优的技术改造路径。
六是完善政策动态评估复盘机制。定期研判各类低碳治理措施实施效果，及时调整、纠偏技术支撑不足、投入产出失衡的政策安排，在多重目标之间寻求均衡最优解，实现降碳减污、能源转型、产业发展、企业获益、经济增长协同共进。
